Ficha técnica: Título: Plano de Desenvolvimento do PSA da Sasol é Problemático Autores: Adriano Nuvunga e Inocência Mapisse

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2 Ficha técnica: Título: Plano de Desenvolvimento do PSA da Sasol é Problemático Autores: Adriano Nuvunga e Inocência Mapisse Propriedade: Centro de Integridade Pública Revisão Línguistica: Egídio Rego Maquetização: Liliana Mangove 2017

3 GÁS NATURAL DE TEMANE E PETRÓLEO LEVE DE INHASSORO PLANO DE DESENVOLVIMENTO DO PSA DA SASOL É PROBLEMÁTICO PERSPECTIVAS DE RECEITAS PARA O ESTADO SÃO SOMBRIAS Adriano Nuvunga e Inocência Mapisse Maputo, Agosto de 2017

4 Índice Sumário Executivo...5 Introdução...6 Desenvolvimento dos Campos de Inhassoro e Temane...6 Plano de Desenvolvimento...7 Aspectos Comerciais, Financeiros e Económicos...7 Acordos comerciais...8 Aspectos Financeiros...8 Aspectos Económicos...9 Projecto de Expansão da Unidade de Processamento Central de Gás Natural CPF...10 Aspectos Económicos e Financeiros...10 Utilização dos recursos provenientes do PSA...11 Conclusão...,...14 Recomendações...15

5 Sumário Executivo Na sua edição de 23 de Agosto de 2017, o jornal O País indica, na capa, que Sasol anuncia novas descobertas de petróleo e gás em Inhambane. Trata-se de descobertas feitas ao abrigo do Contrato de Partilha de Produção (PSA) celebrado em Outubro de 2000 entre o Governo, a ENH e a Sasol Petroleum Mozambique Lda (SPM), cujo objectivo visava a pesquisa, avaliação, desenvolvimento e produção das áreas adjacentes à área do PPA. Ao abrigo do PSA, em Fevereiro de 2013, a Sasol notificou o Governo da comercialidade das descobertas e a 25 de Fevereiro de 2015, apresentou para a aprovação do Governo o Plano de Desenvolvimento para a produção de petróleo leve e gás natural a partir dos jazigos de Inhassoro e Temane. É no quadro deste Plano de Desenvolvimento que a Sasol anunciou ao público as descobertas havidas. A apreciação deste Plano de Desenvolvimento levanta sérias inquietações, todas elas relacionadas com a viabilidade económica do PSA, na óptica de ganhos para o Estado: Enquanto o factor de recuperação apresentado para o gás estimado em 70% é aceitável, para o petróleo leve o factor de recuperação proposto de 22% é bastante abaixo da média mundial de 40%, considerando os níveis de desenvolvimento tecnológico alcançados nesta indústria; Tanto o capital como os custos operacionais propostos da Tranche 1 são aceitáveis, mas, tratandose de um financiamento dentro do grupo Sasol e tendo em conta a experiência do PPA que teve um aumento de capital na ordem de 60% as condições estão criadas para que tanto o capital como os custos de operação sejam inflacionados, esterilizando o potencial de receita para o Estado moçambicano; A expansão da unidade central de processamento (CPF) prevista no PSA apresenta um valor realista, o que reforça o argumento do CIP de que o custo de US$400 milhões, referente à primeira expansão, no contexto do PPA, foi astronomicamente exagerado; Mesmo antes de se considerar os aspectos acima indicados, o plano de desenvolvimento apresentado pela Sasol já era, na componente económica, problemático, por não apresentar resultados positivos, dado que as despesas de investimento são maiores que as receitas esperadas; O PSA não prevê partilha de produção. Isto deriva do facto de apesar de se estar em 2017, com leis de petróleos e fiscal claras sobre as fontes de receita para o Estado se insistir em enquadrar o PSA numa lei de há 36 anos atrás, a Lei 3/81 de 3 de Outubro (Lei da Actividade Petrolífera) e o Decreto do Conselho de Ministros (CM) nº 14/82 de 3 de Dezembro. Portanto, o Estado moçambicano assina, hoje, um PSA sem partilha de produção. O que aparentemente leva a Sasol a continuar com o PSA, mesmo sendo deficitário, pode ser a possibilidade de a sua estruturação permitir que este seja o instrumento para o prolongamento do lucrativo PPA, sem negociação, quando o contrato deste terminar em

6 Introdução Na sua edição de 23 de Agosto de 2017, o jornal O País indica, na capa, que Sasol anuncia novas descobertas de petróleo e gás em Inhambane. Trata-se de descobertas feitas ao abrigo do Contrato de Partilha de Produção (PSA) celebrado em Outubro de 2000 entre o Governo, a ENH e a Sasol Petroleum Mozambique Lda (SPM), cujo objectivo visava a pesquisa, avaliação, desenvolvimento e produção das áreas adjacentes à área do PPA. O PPA é o projecto de exploração de gás natural de Pande e Temane, situado na província de Inhambane, sul do País, pela multinacional sul-africana Sasol que resulta de um acordo com o Governo moçambicano assinado em 2000, em forma de Acordo de Produção de Petróleo (PPA), ao abrigo da Lei 3/81 de 3 de Outubro 1. Ao abrigo do PSA, em Fevereiro de 2013, a Sasol notificou o Governo da comercialidade das descobertas e a 25 de Fevereiro de 2015, apresentou para a aprovação do Governo, o Plano de Desenvolvimento para a produção de petróleo leve e gás natural a partir dos jazigos de Inhassoro e Temane. É no quadro deste Plano de Desenvolvimento que a Sasol anunciou ao público as descobertas havidas. O CIP teve acesso ao Plano de Desenvolvimento e é em torno deste que versa o presente relatório. A apreciação deste Plano de Desenvolvimento levanta sérias inquietações, todas elas relacionadas com a viabilidade económica do PSA, na óptica de ganhos para o Estado. Desenvolvimento dos Campos de Inhassoro e Temane O PSA designa a SPM como Contratante encarregada pela ENH para efectuar operações petrolíferas e especifica a área do contrato do PSA na qual as operações petrolíferas são efectuadas. O PSA define igualmente os direitos e as obrigações da SPM como contratante, que incluem a obrigação de pagar todos os custos incorridos na execução das operações petrolíferas e o direito à remuneração através de um direito a quantidades de petróleo, conforme especificado. Os reservatórios do PSA compreendem os campos de Inhassoro e Temane, sendo reservatórios de petróleos em Inhassoro e gás natural em Temane, todos pertencentes à Bacia de Moçambique. A Sasol propôs o desenvolvimento destes reservatórios em duas tranches, abrangendo as áreas de Desenvolvimento de Produção de Temane e de Inhassoro, através de um projecto integrado de produção de petróleo e gás. Os reservatórios que foram declarados comerciais são: Tranche 1 Inhassoro G6, consistindo de um oil rim (anel de óleo) com gás de capeamento (gas cap). Inhassoro G10, um lençol de petróleo sub-saturado; Temane G8, uma acumulação de gás natural não associado e Acumulações de gás natural não associado G11, G11A, G12 e G12A de Temane-Este. O Plano de Desenvolvimento não inclui o desenvolvimento da Tranche 2, que está dependente dos resultados do desenvolvimento da Tranche 1, requerendo a elaboração e aprovação de um novo 1 Lei n 3/81 de 3 de Outubro regulava as operações petrolíferas em Moçambique. 6

7 Plano de Desenvolvimento O Plano de Desenvolvimento para Inhassoro tem como objectivo um período de desenvolvimento e produção de 25 anos desde a data da aprovação do Plano de Desenvolvimento. O Plano de Desenvolvimento de Temane tem como objectivo um período de desenvolvimento e produção de 30 anos desde a data da aprovação do Plano de Desenvolvimento. O reservatório de Inhassoro contém petróleo e gás de capeamento. Primeiramente será produzido o petróleo leve, usando-se o gás como energia do reservatório. Após o esgotamento do petróleo leve será produzido gás. Segundo a Sasol, os reservatórios apresentam as seguintes quantidades: A tabela acima apresenta as quantidades possíveis e recuperáveis nos reservatórios. Nota-se que para o gás se pode recuperar um total de 380 BSCF (biliões de pés cúbicos) ~ 0.38 Tcf (triliões de pés cúbicos) para a melhor estimativa, o que significa que o factor de recuperação é de 70% sobre o gás para os diferentes reservatórios. Para o petróleo leve tem-se uma recuperação em cerca de 70 MMSTB (milhões de barris), tendo este um factor de recuperação em cerca de 14% e 22% para os dois reservatórios de Inhassoro, respectivamente. Tendo em conta as novas tecnologias usadas na indústria petrolífera, por um lado, e as experiências de reservatórios similares, por outro lado, esperava-se um factor de recuperação na ordem de 40%. Portanto, o CIP entende que 22% é um factor de recuperação demasiadamente baixo. Aspectos Comerciais, Financeiros e Económicos Aspectos Comerciais No âmbito do presente projecto estão previstos diversos acordos comerciais que incluem acordos de venda de petróleo, gás natural, condensado e GPL. De princípio, tais acordos deverão ser estabelecidos de modo a activar a execução e as operações de produção da Tranche 1 do projecto do desenvolvimento do PSA. 7

8 Acordos comerciais I. Desenvolvimento e produção de petróleo: Acordos de Operação e de Manutenção entre a SPT e o Contratante do PSA relativos a operação e manutenção da instalação de processamento de líquidos (IPL) e dos poços e instalações das Áreas de Desenvolvimento e Produção (ADP) de Inhassoro do PSA; Um Acordo de Serviços em que o Contratante do PSA recebe serviços (determinadas utilidades e sistemas de controlo de processo, monitorização e salvaguarda) do Contratante do PPA; Um Acordo de Atribuição, Medição e Elevação para produção de petróleo logo que a IPL esteja operacional; Um Acordo de Processamento de Produção Inicial em que o Contratante do PSA paga uma taxa, baseada na produção, ao Contratante do PPA pela utilização das linhas de fluxo e instalações do PPA; Um Acordo de Empréstimo e Substituição de Gás para processamento a curto prazo do gás de Inhassoro do PSA antes do Acordo de Processamento de Gás (APG) entrar em vigor. Um APG para o processamento de gás de Inhassoro do PSA a partir da instalação de processamento de líquidos (IPL). II. Desenvolvimento e produção de gás: Um Acordo de Operação e de Manutenção entre a SPT e o Contratante do PSA relativo a operação e manutenção dos poços e instalações das Áreas de Desenvolvimento e Produção (ADP) de Temane; Um Acordo de Processamento de Gás entre o Contratante do PPA e o Contratante do PSA; Um Acordo de Atribuição e Medição do gás natural proveniente das áreas de desenvolvimento de produção entre o Contratante do PPA e o Contratante do PSA; A adjudicação de contratos para execução de um Acordo de Venda de Gás entre o PSA e o comprador do gás. Prevê-se uma produção de bbl/d de petróleo leve a partir do Plano de Desenvolvimento de Inhassoro, que poderá ser incrementada para bbl/d com a adição das quantidades de condensado produzidas na unidade central de processamento de gás (CPF) ao abrigo do PPA. Aspectos Financeiros O financiamento para o desenvolvimento da Tranche 1 do PSA será suportado por empréstimos feitos pelos accionistas da Sasol Petroleum Mozambique, Lda (SPM). A SASOL Petroleum International (SPI) irá financiar os empréstimos dos accionistas através de uma combinação de recursos de liquidez excedentária do grupo Sasol e facilidades existentes. Enquanto o recurso a fundos do mesmo grupo empresarial para o financiamento de projectos é benéfico, entre outros, por disponibilizar o capital o mais rapidamente possível para o desenvolvimento do projecto, esta modalidade é problemática por: tender a inflacionar o volume do capital necessário 8

9 para o investimento, encarecer o custo do capital através de juros elevados e a tendência pelas experiências anteriores a requerer aumento de capital que, muitas das vezes, resulta de falta de adequada preparação de projectos e eficiência de gestão que seriam exigidas noutras modalidades de financiamento, por exemplo, o Project Finance 2. Em outras realidades, o uso de fundos do mesmo grupo para financiamento de projectos permitiu que a empresa-mãe ou subsidiária desviasse parte do capital para outros projectos com maior grau de risco mas contabilizando-o no projecto para o qual o valor foi inicialmente mobilizado. Este é um risco real contra o qual as autoridades moçambicanas devem estar preparadas devendo tomar medidas preventivas. Aspectos Económicos A produção do petróleo leve em Inhassoro prevê custos de capital de US$863 milhões e custos operacionais de US$1.337 milhões, totalizando US$2.200 milhões. Para este projecto preveem-se receitas fiscais para o Estado na ordem de US$1.731 milhões resultantes da cobrança de impostos durante a vida do projecto. O projecto de produção de gás de Temane prevê custos de capital na ordem dos US$321 milhões e custos operacionais de cerca de US$1.069 milhões, o que totaliza US$1.390 milhões. Este projecto prevê, segundo o Plano de Desenvolvimento, receitas fiscais para o Estado na ordem de US$656 milhões, durante a vida do projecto, o que poderá permitir ao Estado arrecadar em média US$26,24 milhões anualmente. Adicionalmente, o contratado deverá entregar ao Estado, em espécie ou em dinheiro, uma quantidade correspondente a 5% do gás natural produzido e vendido em Temane e uma quantidade correspondente a 8% do petróleo leve produzido e vendido em Inhassoro, correspondendo a 1200 bbl/d. Esta análise económica é referente apenas ao desenvolvimento da Tranche 1 de Temane e Inhassoro. O Plano de Desenvolvimento propõe a aprovação apenas da Tranche 1, pelo que as tranches subsequentes serão sujeitas a um novo plano de desenvolvimento e respectiva análise de viabilidade económica. Para ambos os projectos, tanto o capital como os custos operacionais propostos estão dentro do que o CIP tem visto em projectos similares, mas a experiência do PPA, com um acréscimo de 60% do capital, sugere necessidade de cautela. Um aumento de 25% está dentro daquilo que é visto pelo mundo fora, mas um aumento em mais de 60% é exageradamente anormal. O CIP receia que este cenário se repita agora com PSA, prejudicando sobremaneira as possibilidades de o Estado moçambicano fazer receita substancial neste projecto. O Plano de Desenvolvimento não indica as assumpções das projecções de receita para a Sasol que são a base para o cálculo do ganho para o Estado moçambicano. Isto tem que estar transparentemente indicado para que ceteris paribus se possa, usando a fórmula existente, calcular o ganho do Estado. O Plano de Desenvolvimento não é também transparente nas bases para as projecções das receitas do Estado moçambicano, mas indica que estas virão apenas do Imposto de Produção Petrolífera e Imposto de Rendimento de Pessoas Coletivas. Isto deixa claro que o PSA não prevê partilha de produção. Como o próprio nome indica (partilha de produção), era de se esperar que o PSA tivesse uma cláusula, 2 Project Finance é uma modalidade de estruturação financeira de projectos, utilizada para o desenvolvimento de grandes investimentos, onde o fluxo de caixa gerado pelo projecto é a principal fonte de pagamento do serviço e da amortização do capital de terceiros. 9

10 muito clara, sobre partilha de produção, aliás como já previa a própria Lei 3/81 de 3 de Outubro. Ademais, o Plano de Desenvolvimento é aprovado hoje que a lei fiscal no 27/2014 de 23 de Setembro, aplicável aos contratos petrolíferos, estabelece, de forma inequívoca, como fontes de receita para o Estado as seguintes: (i) imposto de produção de petróleo (Royalty); (ii) IRPC; (iii) partilha de produção baseada no Factor R. Como é que se pode aprovar um plano de desenvolvimento, em 2017, sem actualizar os aspectos fiscais do contrato (partilha de produção) que são regidos por uma lei de há 36 anos atrás, a Lei 3/81 de 3 de Outubro? Com tudo considerado, o próprio Plano de Desenvolvimento já indica que o projecto não só tem muitas incertezas mas também é deficitário. É que não apresenta resultados positivos, dado que as despesas de investimento são maiores que as receitas esperadas, na medida em que, para um investimento global das duas tranches na ordem de 3.5 biliões de dólares, as receitas previstas são menores na ordem de 2.3 biliões de dólares, reflectindo um défice ou perda de 1.2 biliões de dólares. Isto significa que o projecto mostra resultados economicamente não atractivos, pois o volume de investimentos é maior que o volume de receitas. A Sasol Petroleum Mozambique, Lda (SPM) do PSA solicitou à Sasol Petroleum Temane, Lta (SPT) do PPA um serviço de processamento de gás para as ADP de Temane e de Inhassoro, incluindo gás associado da instalação de processamento de líquidos (IPL) proposto pelo PSA. A SPM solicitou igualmente que a monitorização e o controlo de todas as instalações e poços do PSA ocorram na CPF e que determinados serviços de utilidade pública sejam fornecidos à IPL a partir da CPF. Para tal, será necessária a expansão da CPF através da construção de um módulo de processamento de gás adicional (o quinto módulo), aumentando a capacidade de produção actual de 183 mgj/ano para 243mGJ/ano, cerca de 33%, o equivalente a 60 mgj/ano. Esta será a segunda expansão da CPF depois da que expandiu a capacidade de produção de 120mGJ/ano para 183mGJ/ano, aprovada em Aspectos Económicos e Financeiros A avaliação económica deste projecto de expansão foi feita tendo em conta que a construção e o comissionamento das instalações de processamento de gás adicionais do CPF serão executados como parte do desenvolvimento da Tranche 1 do PSA. As instalações de processamento de gás adicionais serão financiadas, detidas e operadas na totalidade pela Contratante do PPA, a Sasol Petroleum Temane, Lta (SPT). O Contratante do PPA irá recuperar as despesas de capital cobrando uma tarifa de processamento ao Contratante do PSA, a Sasol Petroleum Mozambique, Lda (SPM). Esta tarifa será calculada para recuperar não apenas as despesas de capital, como um retorno económico, mas também uma parte proporcional do custo das operações de produção e manutenção das instalações. Os custos de capital estão estimados em US$150.7 milhões e os custos operacionais em US$76.7 milhões, baseados em estimativas do mercado em Tendo como base os pressupostos do PPA e assumindo o nível de produção adicional e os custos acima mencionados, os resultados económicos do projecto são positivos a uma taxa de desconto de 10%, com um retorno de 16.4%, na vertente da Contratada. O ganho do Estado à mesma taxa de 10

11 desconto será de US$29.9 milhões como resultado da cobrança de impostos. A primeira expansão da Unidade Central de Processamento (CPF), cuja proposta foi aprovada em 2009, foi orçamentada em US$400 milhões, destinados ao aumento da capacidade de produção em 50%, dos então 120 mgj/ano para 183 mgj/ano, um aumento efectivo de apenas 63 mgj/ano. Hoje, cerca de 13 anos depois do início da operação do CPF, uma nova expansão da CPF um módulo, o quinto custa $150.7 milhões, cerca de 37% do valor gasto na primeira expansão, que pretende garantir o aumento da capacidade de produção dos actuais 183 mgj/ano para 243 mgj/ano, isto é, um aumento de 60 mgj. Portanto, em 2009, o aumento da capacidade da CPF em 63 mgj/ano custou US$400 milhões. Em 2017, o aumento da capacidade da CPF em 60 mgj/ano custa US$150.7 milhões. Este aspecto reforça o argumento do CIP de que o custo de US$400 milhões, referente à primeira expansão, no contexto do PPA, foi astronomicamente exagerado para o objectivo que se pretendia alcançar e que, na prática, ainda não se alcançou, dado o volume da produção actual (180 mgj 2016). A consideração de todos os aspectos críticos sobre o presente Plano de Desenvolvimento do PSA e o facto de a Sasol estar a avançar com o PSA mesmo diante de muitas incertezas, sugere que o incentivo é o de se ter uma situação em que não se saiba, com clareza, as fronteiras entre o PPA e o PSA e, desta maneira, o PSA prolongar o lucrativo PPA, sem renegociação, quando o contrato terminar em 2029, pois, pelo contrato em vigor, quando este terminar, todo o projecto (os campos de gás, o CPF e o gasoduto) revertem a favor do Estado moçambicano. Utilização dos recursos provenientes do PSA Petróleo leve A filosofia inicial para a utilização do petróleo produzido na área do PSA será a de exportação para o mercado internacional. Contudo, esta filosofia poderá ser alterada consoante as quantidades das fracções dos produtos (gasolina, gasóleo, nafta) que se poderão obter através da destilação. A análise de amostras indica que o fraccionamento do petróleo leve dará maior rendimento em 73% de nafta e 27% de destilado médio, o que significa que a utilização do petróleo no mercado doméstico para a obtenção de gasolina e diesel poderá ser limitada. Gás natural Em relação ao gás, para além da exportação, que constituiu o fundamental do projecto, o Contratante do PSA promete assegurar o fornecimento de gás aos projectos abaixo mencionados, a ser desenvolvido no território nacional: MOPETCO Projecto de Produção de Fertilizantes e Amoníaco; Mozambique Gas to Power em associação com a EDM e Sasol New Energy Central Eléctrica. O que não se sabe sobre esta alocação é a quantidade a ser alocada e em que contexto a mesma vai ocorrer: se como parte de acordos com o Governo relativamente à quota destinada a mercado doméstico, ou se como parte de acordos entre a Sasol e estas duas empresas. 11

12 Condensado O condensado a ser produzido a partir das áreas de desenvolvimento de produção de Temane (PSA) será misturado com o condensado proveniente do PPA e possivelmente o contratante do PSA e a ENH venderão o mesmo em conjunto. Impacto Socioeconómico A nível do conteúdo local, a Sasol identificou o desenvolvimento do fornecedor local como um elemento-chave para o alcance do conteúdo local dentro da indústria de hidrocarbonetos em Moçambique. O compromisso da Sasol com o conteúdo local será alcançado através da identificação, desenvolvimento, crescimento e sustentação dos fornecedores moçambicanos, particularmente às PME. O projecto prevê a criação de oportunidades de negócio e desenvolvimento técnico, soluções de apoio financeiro, bem como redes de interligação de negócios para permitir uma maior participação das PME na cadeia de valor na indústria de hidrocarbonetos de Moçambique, contribuindo desta forma para o desenvolvimento económico-social do país. A nível de formação de mão-de-obra para a construção do projecto, a Sasol tenciona formar mais de 400 trabalhadores em diversas áreas de especialização. Com esta iniciativa pretende-se substituir os trabalhadores estrangeiros por moçambicanos graduados neste programa de formação que está a ser desenvolvido em coordenação com o INEFP, PIREPE, Ministério da Educação e Desenvolvimento Humano, Ministério do Trabalho, Emprego e Segurança Social e instituições privadas. Está prevista a contratação de 2000 a 3000 trabalhadores semi-qualificados para a fase de construção. Ora, o programa de conteúdo local da SASOL é decalque dos demais programas do género cuja implementação falhou. Pode-se exemplificar com o actual projecto de exploração de gás da Sasol: ao fim de 13 anos o impacto socioeconómico do mesmo é quase invisível. Basta olhar para a construção do complexo de Nyamacunda para albergar altos quadros da Sasol, com investimento de mais de US$30 milhões que, entretanto, foi adjudicada a SMH Construction da África do Sul, não obstante haver muitas empresas de construção moçambicanas com alvará para executar projectos similares. Os factores que determinaram o fracasso do programa de conteúdo local do projecto pioneiro da Sasol são estruturais e ainda prevalecem, daí que a propensão deste programa para não se efectivar é real e reside em vários aspectos, dentre os quais importa destacar: a) Embora a contratação de bens e serviço da indústria petrolífera, por imposição da Lei de Petróleos, deve privilegiar as empresas locais, não existem mecanismos que garantam o cumprimento efectivo desta norma (particularmente o articulado na alínea d) do artigo 41). Por essa razão, o recurso ao conteúdo local é encarado como facultativo dependendo da boa vontade da operadora. Esta situação, aliada à baixa competitividade das Pequenas e Médias Empresas (PME) moçambicanas (proporção, preço, qualidade e capacidade de satisfazer a demanda), quando comparada com as empresas sulafricanas, faz com que as PME locais estejam sempre em desvantagem no fornecimento de bens e serviços; b) A camada empresarial que está preparada para fornecer bens e serviços aos grandes projectos é formada por um segmento específico da sociedade, que são as elites política e económica de Maputo, que de alguma forma gozam de informação privilegiada sobre o sector, em detrimento de outros segmentos. Neste caso, quando se fala de uso de conteúdo local desvirtua-se a essência do local. Local devia-se referir à comunidade hospedeira do projecto. É esta comunidade que sofre os impactos negativos da implementação do projecto e, consequentemente, é esta comunidade que deve beneficiar das vantagens do conteúdo local. Ora, o que sucede é que as pequenas oportunidades que 12

13 surgem são abocanhadas pelas elites de Maputo e isto não pode ser denominado uso do conteúdo local. Assim, o desenvolvimento inclusivo que se requer é anulado. Os problemas sociais que se pretendem prevenir ou resolver com o uso do conteúdo local prevalecem. Projecto de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) A implantação de uma unidade de produção de GPL (gás de cozinha) em Moçambique, que é produzido a partir das fracções de propano e butano decorrente de gás e do petróleo, foi um compromisso assumido pelo Contratante do PPA perante o Governo de Moçambique em 2007, na sequência das recomendações da aprovação da expansão do empreendimento de gás natural (CPF) de 120 MGJ/ano para 183 MGJ/ano do PPA. No seguimento de um pedido feito pelo Contratante do PPA ao INP, este solicitou que o compromisso para a produção deste GPL fosse desde então transferido para o PSA, o qual mereceu parecer favorável. Cerca de Ton/ano de GPL estão actualmente a ser importadas para Moçambique a um custo elevado. Esta é uma quantidade muito aquém das necessidades do mercado, agravado pela limitada capacidade de armazenagem. O PSA tem por objectivo substituir algumas ou todas estas importações por LGPL produzido localmente pela instalação de processamento de líquidos (IPL) do PSA até um máximo de Ton/ano de GPL. Este é um importante esforço para se reduzir a dependência das importações, mas não vai substituir as importações, pois a importação de Ton/ano corresponde a 1 (um) kg por habitante por ano, o que é manifestamente inferior às reais necessidades do mercado moçambicano (15 kg de GPL, per capita 3 ). 3 Segundo Peter Mulder, 2007, Perspectivas de Energia em Moçambique, Ministério do Plano e Desenvolvimento, República de Moçambique. 13

14 Conclusões A apreciação do Plano de Desenvolvimento do PSA, que compreende os campos de petróleo leve em Inhassoro e gás natural em Temane, detido em 100% pela SPM, apresenta perspectivas animadoras. No entanto, considerando os termos do contrato e a experiência do PPA, o CIP entende que as condições estão criadas para um déjà vu em que, tal como o PPA, é o grupo Sasol a beneficiar e o Estado moçambicano sem receita significativa. É que: Enquanto o factor de recuperação apresentado para o gás estimado em 70% é aceitável, para o petróleo leve o factor de recuperação proposto de 22% é bastante abaixo da média mundial de 40%, considerando os níveis de desenvolvimento tecnológico alcançados nesta indústria; Tanto o capital como os custos operacionais propostos da Tranche 1 são aceitáveis, mas, tratando-se de um financiamento dentro do mesmo grupo e tendo em conta a experiência do PPA que teve um aumento de capital na ordem de 60%, o CIP receia que o capital indicado possa, injustificadamente, disparar ao longo do desenvolvimento do projecto como estratégia de minimização das receitas a serem pagas ao Estado moçambicano; A expansão da CPF prevista no PSA apresenta um valor realista, o que reforça o argumento do CIP de que o custo de US$400 milhões, referente à primeira expansão, no contexto do PPA, foi astronomicamente exagerado; Mesmo antes de se considerar o aspecto acima indicado, o Plano de Desenvolvimento apresentado pela Sasol já era, na componente económica, problemático por não apresentar resultados positivos, dado que as despesas de investimento são maiores que as receitas esperadas; O PSA não prevê Partilha de Produção. Isto deriva de, apesar de se estar em 2017, com uma lei de petróleos e lei fiscal claras sobre as fontes de receita para o Estado, se insistir numa lei de há 36 anos atrás, a Lei 3/81 de 3 de Outubro (Lei da Actividade Petrolífera) e o Decreto do CM no 14/82 de 3 de Dezembro (que estabelece o quadro fiscal para a actividade de pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo); O Plano de Desenvolvimento do PSA reivindica um impacto socioeconómico considerável, mais destacadamente na componente de conteúdo local. Com a excepção do projecto de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL), o CIP tem reserva sobre os resultados projectados. Esta reserva baseia-se nos seguintes aspectos: primeiro, o facto de as oportunidades para o conteúdo local no âmbito do PPA terem beneficiado empresas sul-africanas e somente marginalmente as moçambicanas; segundo, as poucas empresas moçambicanas que se beneficiaram destas oportunidades estarem baseadas em Maputo e quase todas elas ligadas à elite politico-económica do país; terceiro, a falta de diploma legal que imponha como imperativo o recurso a empresas locais para o fornecimento de bens e serviços, deixando a implementação do conteúdo local como algo facultativo dependendo da boa vontade da operadora e, quarto, excesso de incentivos fiscais aos projectos, o que faz com que saia mais barato importar equipamentos e materiais com isenção de impostos aduaneiros e de IVA do que adquirí-los localmente. Portanto, a ideia do desenvolvimento socioeconómico veiculado no PSA parece mais uma formalidade na apresentação do projecto do que propriamente um compromisso para uma real contribuição no desenvolimento socioeconómico do País. 14

15 15 Por fim, considerando que o PPA termina em 2029, com todo o projecto (campos de gás, CPF e gasoduto) a reverter a favor do Estado e todos os aspectos que giram em torno do PSA, destacadamente o facto de ser deficitário e as incertezas que o caracterizam, e ainda assim a Sasol estar a avançar, mesmo com partes importantes ainda por esclarecer, ceteris paribus, o PSA é fundamentalmente um instrumento de prolongamento do lucrativo PPA, sem renegociação do contrato em Recomendações As conclusões deste relatório giram em torno da qualidade de governação na relação entre o Estado moçambicano e a multinacional Sasol. O que fica claro é que a multinacional Sasol usa todas as estratégias possíveis, no sector extractivo, para maximizar os seus ganhos, enquanto se esterilizam os ganhos do Estado moçambicano. Isto é normal, mas o caso em apreço é seriamente problemático e clama por urgente: Revisão, em alta, do factor de recuperação apresentado para o petróleo leve, dos actuais 22% para 40%; Revisão dos factores de incerteza para que se assegure a viabilidade económica do projecto, em que as receitas são superiores que as despesas; Revisão do contrato para assegurar a inclusão da cláusula de partilha de produção, em harmonia com a lei de petróleo em vigor, a Lei 21/2014 de 18 de Agosto; Fixação do preço de venda do gás em harmonia com as principais praças internacionais de modo a se evitar preços de transferência; e Indicação das assumpções das projecções das receitas da Sasol a bem da transparência.

16 CENTRO DE INTEGRIDADE PÚBLICA Anticorrupção - Transparência - Integridade Parceiros: Rua Fernão Melo e Castro nº 124, Bairro da Sommerschield Tel: (+258) Fax: (+258) Cel: (+258) Maputo - Moçambique